中國儲能網(wǎng)訊：今天的話題是用戶側(cè)儲能的盈利方式和收益測算。可以說，用戶側(cè)儲能是個超級市場，很多人在盯著這個領域，比如分布式光伏企業(yè)想通過加裝儲能，增加自己標書的含金量，比如重慶客戶經(jīng)營的一家醫(yī)院，想借助光伏+儲能實現(xiàn)園區(qū)內(nèi)部100%清潔能源，以此提升醫(yī)院形象，再比如用電大戶想通過加裝儲能系統(tǒng)實現(xiàn)電費節(jié)省，等等，這段時間借助在力信能源的平臺，接觸了眾多的人和項目，包括業(yè)主丶項目開發(fā)人員丶項目運作人員等等，發(fā)現(xiàn)對儲能在用戶側(cè)作用的認識各不相同，毀譽參半，參差不齊。蘇州某家全天候不停機的用電大戶變壓器超容報警，欲上儲能降容降費，我在做方案分析后告訴他單獨靠儲能降不下來，他竟然在電話里爭論了十幾分鐘，且打死都不相信他的工廠加裝儲能后容量還有可能惡化，最后不屑地掛上了電話，我于是背了個不專業(yè)的名聲！看來儲能在用戶側(cè)應用還需要多宣傳。
下面我從五個方面來做介紹，包括儲能盈利渠道，項目收益測算基礎，測算結(jié)果展示，結(jié)論以及未來展望。
一 儲能盈利渠道
無論針對哪個用戶側(cè)項目，在應用之前，一定要了解它的盈利渠道，渠道越多，營收相對越可觀，收益表越好做，項目過會的幾率越高，項目開發(fā)就越容易。在當下，儲能在用戶側(cè)主要包括5個方面：峰谷套利丶需量電費管理丶動態(tài)增容丶需求響應以及提高新能源自用率。
1.1 峰谷套利
峰谷套利我不細說，它類似于儲能入門必備，不了解峰谷套利，你有可能還是儲能門外漢。
1.2 需量電費管理
當大工業(yè)用戶逐月繳納電費的時候，電費清單包括兩個部分，如上圖。第一是可視電量，即計量電表抄表數(shù)值，如峰平谷電量，是企業(yè)當月實際用電負荷。第二部分是針對變壓器收取的需量電費，也叫基礎電費，只要園區(qū)內(nèi)變壓器沒有備案報停，不管你用不用電，這部分電費都是要固定繳納。針對需量電費繳納，電力公司給出兩種選擇，一是按照變壓器容量收取，假如你在江蘇省的廠區(qū)裝了一臺5MW的變壓器，每月按照固定容量費32元/（KW.月）收取，即每月固定繳納16萬的容量費。如果廠區(qū)實際負荷遠低于變壓器容量（比如3MW以下），若仍然按照5MW容量固定收取，用戶會吃大虧。于是電力公司給出了第二種選擇，按照廠區(qū)月最大負荷收費（按需收費），比如5月份負荷在2-3MW之間，最大3MW，本月就按照3MW計算，江蘇需量費為40元/（KW.月），每月繳納的容量費為12萬。
需量電費跟儲能有什么關系？
請看下圖，該圖是泰州某光伏組件生產(chǎn)廠區(qū)用電負荷圖，包括上下兩張曲線，上半部分是當月逐天的負荷曲線，可以看到，17年6月20號，廠區(qū)用電負荷出現(xiàn)了尖峰；下半部分是20號當天逐時負荷，也可以看到，一天之內(nèi)高峰時段出現(xiàn)在下午3：30到4：30之間。該廠采取了按需收費模式，于是當月會因為某些天某些時段尖峰負荷的出現(xiàn)而額外繳納了過多的基礎電費，這造成了極其隱蔽的損失。分析至此，相信各位已有了清楚的邏輯判斷：上儲能，消除尖峰負荷！
儲能如何進行需量電費管理？
接著上面案例分析，尖峰時段產(chǎn)生了至少1000kW的尖峰負荷（1580-580），綜合考慮電池充電對變壓器容量的影響，我們可以選取500kW×4Hr的儲能系統(tǒng)，系統(tǒng)PCS有10%的長期過載能力。需量管理時，能量管理系統(tǒng)可準確識別尖峰負荷，并向電池發(fā)出調(diào)度，儲能系統(tǒng)可釋放至少550kW的功率以抵消尖峰負荷沖擊。按照儲能系統(tǒng)每月削減550kW測算，儲能系統(tǒng)每月為業(yè)主減少550×40=22000元的容量費。
1.3 動態(tài)增容
動態(tài)增容是在特殊場合下，業(yè)主或建設企業(yè)的一種剛需，比如已建成小區(qū)進行充電樁改造，完畢后突然發(fā)現(xiàn)滿額運行時，變壓器容量超額了，再比如商場改造，把原來的服裝店改成火鍋店，在下午7：00-9：00就餐高峰時段，變壓器超容。面對超容問題，傳統(tǒng)辦法是向電力局提出靜態(tài)擴容申請，走流程，等通知，繳費用，而且費用還不低，據(jù)說上海擴容費在8000-10000元/kW,南京地區(qū)也得6000元/kW，保守估計按照5000元/kW測算，擴容100kW，至少需要50萬的費用。另外一種是尋求動態(tài)擴容，通過加裝儲能系統(tǒng)來實現(xiàn)容量擴增，一套100kW/200kWh的儲能系統(tǒng)售價在40萬左右，此外用于動態(tài)擴容的儲能系統(tǒng)還可同時兼顧峰谷套利。動態(tài)擴容不但節(jié)約擴容費用，還可以用戶帶來長期穩(wěn)定收益。
動態(tài)擴容非常適用于短時過載（1-2小時最佳）充電不超容的場景，各位有誰在跟蹤用戶側(cè)儲能，遇到這種需求，請務必要抓住。
1.4 需求側(cè)響應
需求側(cè)響應確切來說是電網(wǎng)行為，電網(wǎng)公司通過調(diào)度業(yè)主儲能系統(tǒng)的容量來實現(xiàn)對電網(wǎng)整體負荷供需平衡的調(diào)節(jié)。電網(wǎng)租借你家的儲能系統(tǒng)出工出力，是有償付費行為，比如南方電網(wǎng)給出了0.5元/kWh的調(diào)度費用，江蘇電網(wǎng)準備按照功率給予一定補償。俗話說吃人的嘴短，拿人的手短，要得到儲能補貼必須要把儲能系統(tǒng)納入到省級儲能系統(tǒng)調(diào)度平臺（如江蘇?。?，也就是說到時候儲能系統(tǒng)的運行策略可能不是業(yè)主一個人說了算了，另外只有被調(diào)度了，才會給錢，這更增加了收益的不確定性?？傮w來講，需求側(cè)響應各種政策還在醞釀中，暫時缺乏可實施細則，無法納入收益模型中，但這一塊是用戶側(cè)儲能翹首以盼的政策亮點，沒準哪一紙政策文件，就能把國內(nèi)儲能市場捅破。
1.5 提升新能源自用率
這一項主要指光儲或者風儲結(jié)合的情形，現(xiàn)有政策下，光儲或風儲只是這兩個字靠的很近而已，沒有實質(zhì)性的互動，光伏或風電站加裝儲能收益率會下降，請問誰有增加儲能的動力？
然而必須指出，光儲風儲是個趨勢，不可阻擋，合理的解釋是早期的政策太好了，只要你能建電站，發(fā)出的電全部接納，度電補貼，針對新能源的波動性問題，建造者不用操心，全部轉(zhuǎn)移給了大電網(wǎng)，而且電網(wǎng)還替國家先墊錢，隨著規(guī)模壯大，波動問題突出，最后電網(wǎng)搞不定了，出現(xiàn)了棄風棄光現(xiàn)象，反饋到光伏行業(yè)本身，這兩年行情也不太樂觀，補貼下降，市場容量減少，競爭加劇。可以說，儲能的機會正在逐步明朗，如果哪天新能源行業(yè)擔心的事情發(fā)生了——補貼消失，我想儲能的爆發(fā)期也到了，目前的行情，如果光伏平價上網(wǎng)（0.31-0.33元/度），儲能在提升新能源自用率上將有利可圖，收益明顯，有機會我單獨闡述。
二 收益測算基礎
本章通過選取典型儲能案例的方式，將儲能收益測算落到實處。
2.1 儲能容量
針對大工業(yè)用電丶峰谷電價特性以及空間限制，我選擇了1MW/4MWh的儲能系統(tǒng)，功率適當，容量選取基于江蘇一天2個峰值時段，每個時段持續(xù)4個小時?？臻g尺寸應該是2個40尺集裝箱大小，占地適中。
2.2 儲能電池方案選型
這里我選擇磷酸鐵鋰電池，雖然在技術(shù)端，各種電池技術(shù)還在較量，勝負未分，但在應用端，鋰電池出現(xiàn)了倒掛現(xiàn)象，經(jīng)過國家政策的推動，鋰電池產(chǎn)業(yè)很快經(jīng)過了規(guī)?；炊Y，有了激烈競爭，更重要的是價格正在飛速下降，超出了預期。相較于三元鋰電，鐵鋰的價格丶安全性以及循環(huán)特性占優(yōu)，相較于鈦酸鋰，鐵鋰價格和能量密度占優(yōu)。我以力信能源40Ah儲能專用電芯作為模型設計依據(jù)，數(shù)據(jù)指標如下：
2.3 系統(tǒng)造價測算
系統(tǒng)造價我們以2臺500kW/2MWh集裝箱系統(tǒng)為例進行測算，總體按照2元/Wh計算（含PCS），總造價約為800萬元。我猜肯定有人會問分項報價，這里我不展開，只說電芯規(guī)模報價在1.1元/Wh左右，分項報價，請微信我，私下發(fā)出。
2.4 系統(tǒng)效率
關于儲能系統(tǒng)效率，核心在電池效率，力信研究院給了我一個曲線，作為參考，見下圖，上千次循環(huán)，系統(tǒng)效率均保持在95%左右，這是電芯效率，PCS我選擇雙向95%，綜合其他因素，系統(tǒng)效率按88%測算（據(jù)說南網(wǎng)儲能項目對系統(tǒng)實測效率的要求在90%以上，各家挑戰(zhàn)性還是很大的）。
2.5 容量衰減
下圖數(shù)據(jù)依舊來自力信研究院，按曲線規(guī)律可知，15年衰減至70%以下，這里我按年衰減率2.2%算，10年末衰減至80%，鐵鋰電池衰減規(guī)律是初始稍快，后面較平緩。
2.6 電壓等級
本文選取的是10KV側(cè)，400V并網(wǎng)，峰谷價差較大（江蘇0.78元），省去了并網(wǎng)變壓器。
2.7 峰谷價差
峰谷價差按照江蘇峰谷價差測算，大工業(yè)峰谷電價差0.78元/度。
2.8 資金成本
資金成本的考慮會使得當下儲能項目收益表更難看，但考慮這個因素也是必要的，我取4%作為測算基礎，這個數(shù)可能只有國字頭或者大企業(yè)才能享受，一般市場成本普遍在7-8個點，這里我只想說，拿7-8個點的公司當下環(huán)境極有可能玩不了儲能。
三 測算結(jié)果展示
綜合前面案例，我針對以下四個方面做了收益率分析，包括峰谷套利，需量管理+峰谷套利，需量管理+需求響應+峰谷套利以及動態(tài)擴容+峰谷套利，結(jié)果展示如下：
3.1 峰谷套利
3.2 需量管理+峰谷套利
3.3 需求響應+需量電費+峰谷套利
3.4 動態(tài)擴容+峰谷套利
四 結(jié)論分析：機遇與挑戰(zhàn)
4.1 峰谷套利收益最差，回收期過長
由測算表1可以看到，考慮資金成本在內(nèi)的儲能系統(tǒng)，峰谷套利的靜態(tài)回收期已超出使用年限。江蘇地區(qū)現(xiàn)有條件下，即使不予用戶任何電價優(yōu)惠，單純的峰谷套利回收困難。
4.2需量管理+峰谷套利收益尚可，操作有風險
測算表2的結(jié)果顯示，系統(tǒng)綜合靜態(tài)回收期在8年以內(nèi)，內(nèi)部收益率4.9%，雖偏低，但可通過調(diào)節(jié)儲能小時數(shù)來顯著提升收益狀況，比如1MW/3MWh系統(tǒng)的IRR=8.4%，回收期7年以內(nèi)，1MW/2MWh系統(tǒng)的IRR=14.7%，回收期5年以內(nèi)，相當可觀。
撇開數(shù)據(jù)，我再從項目操作層面談談我對用戶側(cè)需量管理的看法。我們不能以光伏風電的項目開發(fā)思維來套需量用戶側(cè)，不同點在于，光伏風電是和電網(wǎng)公司直接進行結(jié)算，清楚明了，然而需求側(cè)儲能項目要和業(yè)主直接進行結(jié)算，扯皮地方較多，比如你一年幫業(yè)主節(jié)省了50萬的需量電費開支，需要業(yè)主拿出45萬來為儲能項目買單，你算出來業(yè)主賺了5萬，但外在表現(xiàn)是他拿出了45萬，是不是真的賺了50萬？怎么賺的，數(shù)據(jù)是否真實？這都是現(xiàn)實的考量。希望操作用戶側(cè)的朋友要多多上心，從人性的角度做一些評估。
4.3 動態(tài)擴容+峰谷套利最理想
表格4是測算結(jié)果，內(nèi)部收益率IRR=21.9%，回收期4年，，如果將容量改為1MW/3MWh一下，可實現(xiàn)當年盈利，相信這種項目也會是資本眼中的肥肉，搞儲能融資租賃的朋友，見此項目也應該毫不猶豫地擬合同了，畢竟這個是需求側(cè)儲能的亮點，你只需拿出充足的數(shù)據(jù)，讓業(yè)主放心地掏出初始擴容費。
五 展望：系統(tǒng)價格對收益率的影響
我在上圖列出了不同單價下，儲能系統(tǒng)的內(nèi)部收益率（IRR），可以看到，當系統(tǒng)成本在1.8元/Wh以下時，需量電費+儲能系統(tǒng)超出了8.5%的投資線，有了投資價值，降低存儲時間，將顯著提升系統(tǒng)收益率；峰谷套利僅在系統(tǒng)成本低于1元/Wh時，才具備投資價值。
